SVENSKA KRAFTNÄT

2015-06-24 2015/1231

Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna

2014/2015 och 2015/2016

En rapport till Miljö- och energidepartementet

Förord Svenska kraftnät redovisar årligen, på regeringens uppdrag, hur kraftbalansen i det svenska elsystemet har upprätthållits under den gångna vintern. Samtidigt gör vi en prognos för den kommande vinterns kraftbalans. Begreppet kraftbalans avser i det här sammanhanget Sveriges energibalans under timmen med vinterns högsta elförbruk­ning.

Vintern 2014/2015 kan sammanfattas som mycket mild, vilket bidrog till en för årsti­den relativt låg efterfrågan på el. Vinterns högsta förbrukning inföll den 29 december och uppgick till 23 390 MWh/h, vilket var 1 370 MWh/h lägre än den högsta förbruk­ningen föregående vinter.

Sammantaget var vinterns marginaler i det svenska kraftsystemet goda, priserna på

den nordiska elbörsen låga och prisskillnaderna inom Sverige små. Sverige nettoex-porterade totalt 15,6 TWh under kalenderåret 2014. Även under större delen av vin­tern var Sverige en nettoexportör av el och den upphandlade effektreserven behövde aldrig aktiveras.

Prognosen för vintern 2015/2016 visar på ett förväntat överskott även vid en s.k. tio-

årsvinter. Marginalen har - trots beskedet om att Oskarshamn 2 inte ska återstarta -förbättrats med ca 630 MWh/h jämfört med prognosen 2014/2015.

Detta beror delvis på att tillgänglighetsfaktorn för vindkraft har räknats upp från sex till elva procent. Det innebär att elva procent av den installerade effekten antas vara tillgänglig under 90 procent av tiden.

Inför kommande vinter finns inga kända underhållsarbeten som kommer att påverka importförmågan.

Sundbyberg den 24 juni 2015

generaldirektör

Innehåll

Förord 3

Innehåll 5

1 Uppdraget 7

2 Uppföljning av vintern 2014/2015 9

2.1 Elförbrukning 9 2.2 Väder 10

2.2.1 Allmänt 10 2.2.2 Stormarna Ivar och Egon 12

2.4 Elproduktionen i Sverige 13

2.4.1 Elproduktionen per produktionsslag 14

2.5 Import, export och handelskapaciteter 17

2.6 Effektreserven 19

3 Kraftbalansen den 29 december kl. 10-11 21

3.1 Marginaler och tillgängliga överföringskapaciteter 23

4 Den kommande vintern 2015/2016 29

4.1 Redovisningsmetod för effektbalansprognosen 29

4.2 Prognos för den maximala elförbrukningen 29

4.3 Förväntad produktionskapacitet 30

4.3.1 Vattenkraft 31

4.3.2 Kärnkraft 31

4-3-3 Vindkraft 32

4.3.4 Kraftvärme 32

4.3.5 Kondenskraft 32

4.3.6 Gasturbinder 33 4.3.7 Solkraft 33

4.4 Prognos för importbehovet 33 4.5 Överföringskapacitet 34

4.6 Effektreserven 2015/2016 35

Bilaga 1 - Effektreserven 2014/2015 36

i Uppdraget Enligt 3 § 16 p. förordningen (2007:1119) med instruktion för Affärsverket svenska kraftnät ska affärsverket senast den 1 juli vaije år i en särskild rapport till regeringen redovisa hur kraftbalansen under den senaste vintern har upprätthållits, en prognos för kraftbalansen under den kommande vintern och vilka informationsinsatser som har riktats till aktörerna på elmarknaden i fråga om kraftbalansen.

7/36

8/36

2 Uppföljning av vintern 2014/2015

2.1 Elförbrukning Vinterns högsta elförbrukning blev 23 390 MWh/h och inträffade den 29 december kl. 10 - 11. Det innebar att effekttoppen var 1 370 MWh/h lägre än den högsta elför­brukningen vintern 2013/2014.

Inför vintern 2014/2015 var prognosen för maximal elförbrukning i timmen med högst last 25 600 MWh/h vid en normalvinter och 27 100 MWh/h vid en tioårsvinter. Sveri­ges hittills högsta notering är 27 000 MWh/h och inträffade den 5 februari 2001.

Elförbrukning (MWh/h)

26 000

24 000

22 000

20 000

18 000

16 000

14 000

12 000

10 000

<pA .ö1 -o* bé- ^ ^ <$> ^ ^ > J- J-•v 4>6 ̂ ̂ ̂ ̂ ̂ \K ̂^

SE 2013/2014 SE 2014/2015 Varaktighet 2013/2014 Varaktighet 2014/2015

Figur i. Timmedelvärde för elförbrukningen i Sverige vintrarna 2013/2014 och 2014/20151. Källa: Svenska kraftnäts avräkning.

Figur 1 visar elförbrukningen i Sverige under de senaste två vintrarna. Den totala el­förbrukningen 2014 uppgick till 135,6 TWh inkl. överföringsförluster. Det var en minskning med 3,6 TWh jämfört med 2013 (139,2 TWh). Orsaken till minskningen är framförallt en fortsatt lågkonjunktur inom massa- och pappersindustrin samt ett milt väder utan längre köldperioder. Den temperaturkorrigerade elanvändningen 2014 uppgick till 139,5 TWh, vilket kan jämföras med 140,6 TWh 20132.

1 Elförbrukningen som presenteras i figuren baseras på information från Svenska kraftnäts avräkning och innefattar endast koncessionspliktigt nät. Det innebär att i de delar av elnätet där elproduktionen och elförbrukningen inte mäts separat får avräkningen endast ett netto av flödet till och från dessa punkter. Följden blir att total elproduktion och elförbrukning un­derskattas. Med hjälp av Svensk Energis veckovärden över producerad energi kan den verkliga elförbrukningen per timme skattas. Den högsta elförbrukningen för vintern, 23 390 MWh/h, är en sådan skattning. 2 Källa: Svensk Energi "Elåret 2014", www.svenskenergi.se.

9/36

Figur 2 visar hur elförbrukningen i Sverige har varierat per vecka under vintern. Tim­men med den högsta elförbrukningen inträffade i vecka i men den totala vecko­förbrukningen var större under ett antal andra veckor. Det förklaras av att vecka i avslutades med för årstiden varmt väder och att det var den vecka när nyårsafton in­föll. Det var alltså fler helgdagar än under en normal vecka.

Elförbrukning per vecka (MWh/vecka)

3 500 000

3 000 000

2 500 000

2 000 000

1 500 000

1 000 000

500 000

0

|1 III •••• I |-!|L||i-t

nu iiiriifiitlti• Nfr

' 1° 'V0 <P V d? -V° 1° T? & V "V°

gJSEl • SE2 SE3 • SE4

Figur 2. Elförbrukningen i de svenska elområdena vintern 2014/20153. Källa: Svenska kraftnäts avräkning.

2.2 Väder

2.2.1 Allmänt Vintern 2014/2015 kan som helhet sammanfattas som mild, med inslag av några ovä­der och några kyligare perioder i norra Sverige. Medeltemperaturen från december till februari var flera grader högre än normalt i hela landet, vilket visas i figur 3. Varmast jämfört med normalt var det längs norra Norrlandskusten med ca 5 grader högre tem­peraturer. Vintern var mild men inte rekordvarm.

3 Uppgifterna från avräkningen omfattar endast koncessionspliktigt nät - se fotnot i.

10/36

SMHI 25

Figur 3. Medeltemperaturens avvikelse från det normala, vintern 2015. Källa: SMHI.

En av de kallare perioderna inträffade kring jul och på julaftonens kväll var det minus­grader i så gott som hela landet. Det kalla vädret höll i sig till natten till den 30 decem­ber men under nyårsafton hade större delen av landet återigen plusgrader.

År 2015 inleddes med milt väder i större delen av landet. Den 10-11 januari passerade stormen Egon med kraftiga vindar och orkanbyar i delar av landet. Egon blev den storm under vintern som hade störst inverkan på elsystemet. Efter stormen sjönk tem­peraturen och stora delar av landet fick minusgrader. Vinterns lägsta temperatur uppmättes under månaden i Nikkaluokta med -40,2 grader.

Vintern avslutades med ostadigt väder. Perioden var mildare än normalt och i syd­ligaste Götaland och längs västkusten kom den meteorologiska våren*» redan den 15 februari.

4 Den meteorologiska d efinitionen av vår är att dygnsmedeltemperaturen ska vara stigande och ligga mellan o och 10 plusgra­der. Starten på våren får inte ske före den 15 februari. Källa: SMHI.

11/36

Figur 4. Dygnsmedeltemperaturer i Sverige under vintern 2014/2015. Källa: SMHI.

2.2.2 Stormarna Ivar och Egon Den 12 december drog ovädret Ivar in över mellersta Sverige och orkanbyar uppmättes vid några mätstationer i Jämtland. Inför stormen hade SMHI utfärdat varningar om kraftiga vindar, vilket befarades kunna leda till saltbeläggning i Ringhals ställverk. Vid saltbeläggning finns risk för att kärnkraftblock kopplas bort från nätet och Svenska kraftnät valde därför att sätta delar av effektreserven i två timmars beredskap. Ovädret blev dock inte så kraftigt som förväntat och effektreserven behövde aldrig aktiveras.

Under helgen 10-11 januari drog stormen Egon in över västra Svealand och Götaland. Stormen orsakade problem främst på region- och lokalnät och ca 70 000 elabonnenter drabbades av elavbrott. De största problemen för stamnätet dröjde till söndagen när smältande snö orsakade saltbeläggningar på ledningarnas isolatorer. Det ledde till att Ringhals 1 och ett antal ledningar kopplades bort. Värst drabbades södra Sverige och förbindelserna till Danmark och Norge.

2.3 Elpriset på Nord Pool Spot Elpriserna i de svenska elområdena var låga under hela vintern (figur 5). Detta förkla­ras framför allt av den milda vintern, en relativt hög elproduktion och en för årstiden låg elförbrukning.

12/36

Figur 5. Dygnsmedelpriser i Sverige på Nord Pool Spot för vintern 2014/2015. Källa: Nord Pool Spot.

Vinterns högsta svenska spotpris om 84,12 euro per MWh i elområde Malmö (SE4), noterades den 4 december kl. 17 - 18. Förra årets toppnotering var 111,57 eui'° Per

MWh, även den i SE4.

Sverige var när vinterns högsta spotpris inföll uppdelat i tre prisområden. I elområde Luleå (SEl) och elområde Sundsvall (SE2) var spotpriset 37,28 euro per MWh. Områ­dena bildade då gemensamt prisområde med elområde Trondheim (NO3) och elom­råde Tromso (NO4). I elområde Stockholm (SE3) var spotpriset 73,09 euro per MWh. Då bildade SE3 gemensamt prisområde med Finland och de baltiska länderna. El-områdena SE4, Jylland (DKi) och Själland (DK2) hade samma pris. Anledningen till prisskillnaderna inom Sverige var en kombination av låg produktion i SE4, lite vind­kraftproduktion samt att både Ringhals 2 och Oskarshamn 2 var ur drift.

2.4 Elproduktionen i Sverige Vid årsskiftet 2014/2015 var den installerade effekten i Sverige 39 563 MW, vilket är en ökning med 1 290 MW jämfört med föregående år. Det är framförallt mängden vindkraft som har ökat (tabell 1).

Vattenkraft Vindkraft Kärnkraft Övr. värmekraft

+ solkraft

Totalt

Effekt (MW) 16 155 5 425 9 531 8452 39 563

(+5) (+955) (+330) (+1 290)

Produktion (TWh) 64,2 11,5 62,2 13,3 151,2

Tabell i. Installerad effekt (MW) 2014-12-31 per produktionsslag i Sverige, förändring sedan 2013-12-31 samt preli­minär produktion för 2014. Källa: Svenska kraftnät, Svensk Energi och Svensk Vindenergi.

13/36

Tabell 2 visar hur den svenska kraftproduktionen är fördelad per produktionsslag och elområde. I SEi och SE2 dominerar vattenkraften medan all kärnkraft återfinns i SE3. I SE4 dominerar den övriga värmekraften.

SEI SE2 SE3 SE4 SE

Vattenkraft 5176 8 040 2 591 348 16 155

Kärnkraft 0 0 9 531 0 9 531

Vindkraft 461 1 702 1 867 1395 5 425

Gasturbiner

+ övrigts

1 1 1057 542 1601

Kondens 0 0 763 996 1759

Kraft värme,

industri

122 316 602 335 1375

Kraftvärme,

fjärrvärme

160 270 2300 908 3638

Solkraft i.u. i.u. i.u. i.u. 79

Summa 5 920 10 329 18 711 4 524 39 563

Tabell 2. Installerad effekt (MW) per elområde den 1 januari 2015. Källa: Svenska kraftnät, Svensk Energi och Svensk Vindenergi.

2.4.1 Elproduktionen per produktionsslag El från vindkraft uppgår idag till ca 8 % av Sveriges totala elproduktion. Under vintern 2014/2015 producerades i genomsnitt ca 25 % mer el än föregående vinter, vilket främst beror på den fortsatt höga utbyggnadstakten (+ 20 % jämfört med vintern 2013/2014).

Vinterns högsta elproduktion från vindkraft var 4 660 MWh/h, vilket är ca 830 MW högre än föregående års toppnotering (3 830 MWh/h). Vindkraftens produktions­variationer är stora men vinterns genomsnittliga produktion var 40 % av den vid års­skiftet installerade produktionskapaciteten. Motsvarande siffra var 37 % vintern 2013/2014. Vindkraftproduktionen de senaste två vintrarna framgår av figur 6.

51 kategorin övrigt ingår diesel- och gasmotorer.

14/36

Figuren visar även vindkraftens varaktighetskurva för de två senaste vinterperioderna. Vintern 2014/2015 levererade vindkraften mer än 14 % av installerad effekt under 90 % av tiden. Vintern 2013/2014 var denna siffra 15 %.

Under timmen med högst förbrukning producerade vindkraften 1 290 MWh/h, vilket var ca 26 % av installerad effekt. Det fanns dock andra timmar med hög förbrukning när bidraget från vindkraften var mycket litet. Under den timme när den samman­lagda elförbrukningen i Norden var som högst den 23 januari kl. 10 - 11 producerade vindkraften endast 5 % av installerad effekten.

Vindkraftproduktion (MWh/h)

2013/2014 2014/2015 Varaktighet 2013/2014 Varaktighet 2014/2015

Figur 6. Timmedelvärde för den svenska vindkraftproduktionen under vintrarna 2013/2014 och 2014/2015. Källa: Svenska kraftnäts avräkning.

Vattenkraftproduktionen under 2014 uppgick till ca 65 TWh, vilket är en normal års­produktion. Vattenkraften stod därmed för den största delen (42 %) av årets totala elproduktion i landet. Fyllnadsgraden för landets reglermagasin var när vinter­perioden började något under det normala. Den svenska vattenkraften elproduktion under vintrarna 2013/2014 och 2014/2015 framgår av figur 7.

15/36

Figur 7. Timmedelvärde för den svenska vattenkraftproduktionen under vintrarna 2013/2014 och 2014/2015. Källa: Svenska kraftnäts avräkning.

Den svenska kärnkraften hade en något lägre tillgänglighet vintern 2014/2015 än före­gående vinter. På Ringhals 2 gjordes ett omfattande reparationsarbete och reaktorn var avställd under hela vintern. Den sedan tidigare pågående revisionen av Oskars­hamn 2 förlängdes ytterligare och även denna reaktor var avställd under hela vintern.

Dämtöver hade några reaktorer kortare stopp. Den genomsnittliga tillgängligheten var 80 %, att jämföra med 89 % vintern 2013/2014. När elförbrukningen var som högst var tillgängligheten 84 %, vilket för övrigt överensstämmer väl med antagandena i Svenska kraftnäts kraftbalansrapport för ett år sedan. Kärnkraftens elproduktion de senast två vintrarna framgår av figur 8.

Figur 8. Timmedelvärden för kärnkraftproduktionen vintrarna 2013/2014 och 2014/2015. Källa: Svenska kraftnäts avräkning.

16/36

2.5 Import, export och handelskapaciteter under 2014 var Sverige nettoexportör av el för fjärde året i följd. Även under vintern nettoexporterade Sverige under större delen av tiden. Endast under några kortare perioder i slutet av december och mitten av januari var det nettoimport (figur 9).

Nettoimport (+) nettoexport (-) (MWh/h) 3 000 2 000 1000

0 -1000

-2 000

-3 000 -4 000 -5 000 -6 000

-7 000 -8 000

# V é v V v V # rf ^ ̂ # & # & J?' <v & jS* & & fr fr ,fr ,fr _fr fr fr fr

fr fr fr frfrfrfrfrfrfrfrfrfrfrfrfrfr

2013/2014 2014/2015 Varaktighet 2013/2014 Varaktighet 2014/2015

Figur 9. Timmedelvärde för nettoflödet till och från Sverige vintrarna 2013/2014 och 2014/2015. Källa: Nord Pool Spot.

Figurerna 10 och 11 visar hur import- och exportkapaciteterna på resp. utlandsförbin­delse har varierat under vintern. Såväl import- som exportmedelkapaciteten har varit något lägre än 2013/2014. Det beror på att kapaciteten på Fenno-Skan 1 mellan Sve­rige och Finland sänkts med 100 MW och att Konti-Skan 1 mellan Sverige och Dan­mark var otillgänglig under hela perioden.

I figurerna framgår ett tillfälle i januari när kapaciteten gick ner tillfälligt. Det var när stormen Egon störde elsystemet och orsakade avbrott på flera ledningar.

17/36

Handelskapacitet för import till Sverige (MWh/h) 10 000 9 000

4 000 I

3 000 W ~ f

2000 .. __ |

P P P P P P P P •> p P P P P P P P 'P p p p p p p p p p p p p p p p p p p A' m .V *y M *> A' A A' •' •' •' •' • P P' P P

P P P P P P p P p P P p P P P P P P • DK2 > SE4 NOl > SE3 • DK1 > SE3 • Fl >SE1 BFI>SE3

N03 > SE2 HN04>S£1 N04 > SE2 B PL > SE4 • DE>SE4

Figur 10. Handelskapaciteter på Elspot för import till Sverige under perioden 2014-11-16 - 2015-03-15. Källa: Nord Pool Spot.

Handelskapaciteterför export från Sverige (MWh/h) 10000 • ———-

000 Ä| MA 4 000 I

3 000

2 000

& # *>v J& J<>' j? J>v jfr' jS> jfr jP jfr jfr jfr jfr jfr jfr

-$* <£» ^ <£> 0? # <£> <£* ^ jfr r$> rp r$> r£> ^ r£* r$>

• SE4 > DK2 SE3 > NOl • SE3 > DK1 BSE1>FI • SE3 > Fl SE2 > N03 £1SE1>N04 SE2 > N04 • SE4 > PL B SE4 > DE

Figur 11. Handelskapaciteter på Elspot för export till Sverige under perioden 2014-11-16 - 2015-03-15. Källa: Nord Pool Spot.

Handelskapacitet import Handelskapacitet export

Min 5722 5 450

Medel 7 889 8251

Max 8 850 9 350

Tabell 3. Handelskapacitet (MW) lämnad till Elspot under perioden 2014-11-16 - 2015-03-15. Källa: Nord Pool Spot.

18/36

Figur 12 visar varaktigheten för det fysiska flödet från Sverige till grannländerna. I likhet med föregående vinter exporterades mycket el till Finland. Sverige importerade mest el från elområde Oslo (NOl). Normalt är NOl ett underskottsområde men för­sörjs till stor del av de stora överskottsområdena NO2 och NO5 som ligger väster om NOl.

Figur 12. Varaktighet for fysiskt flöde till och från Sverige under perioden 2014-11-16 - 2015-03-15. Källa: Nord Pool Spot.

2.6 Effektreserven Svenska kraftnät upphandlar årligen en effektreserv för perioden 16/11 - 15/3. Syftet är att säkerställa att Sverige har en god effekttillgång för att minska risken för effekt­brist.

Inför vintern 2014/2015 (2013/2014) upphandlades en effektreserv om 1 500 MW (1489 MW). Den utgjordes av 874 MW (958 MW) produktion och 626 MW (531 MW) förbrukningsreduktioner. Upphandlingen för vintern 2014/2015 framgår av bilaga 1.

Delar av effektreserven kan aktiveras på Elspot. Ägarna av förbrukningsreduktions-buden får själva välja att bjuda in sina resurser till börsen. Om de inte får tillslag på Elspot är ägarna skyldiga att lägga in buden på reglerkraftmarknaden.

För produktionsresurserna gäller att aktivering kan ske när utbuds- och efterfråge-kurvan på Elspot inte möts. Buden aktiveras först efter det att alla kommersiella bud har avropats och till priset av det högsta avropade kommersiella budet plus 0,1 euro/MWh (det minsta prissteget för bud på Nord Pool Spot).

19/36

Som en nedre prisgräns för aktivering av effektreserven finns ett lägsta pris angivet. Om det bedöms nödvändigt kan Svenska kraftnät aktivera produktionsresurserna på reglerkraftmarknaden efter stängningen av Elspot.

Tack vare den milda vintern behövde effektreserven aldrig aktiveras under vintern 2014/2015. Inför stormen Ivar i mitten av december sattes delar av effektreserven, Karlshamn block 2 och Stenugnssund block 3 och block 4, i två timmars beredskap. I driftskedet behövdes dock inget av blocken och någon aktivering skedde aldrig.

2.7 Informationsinsatser Information om Svenska kraftnäts hantering av effektreservens produktionsdel ges till marknadens aktörer via marknadsmeddelanden, Urgent Märket Messages (UMM) på Nord Pool Spot, vid ändring av beredskapstider samt vid start och stopp. Effektreser­vens förbrukningsreduktionsdel som inte får tillslag på Elspot ska finnas på regler­kraftmarknaden. Information om avrop av bud på reglerkraftmarknaden ges inte ge­nom UMM.

Information om planerade underhållsarbeten, eventuellt instängd produktion samt annan driftrelaterad information lämnas fortlöpande via Nord Pool Spot genom UMM eller som Exchange Information.

Underhållsarbeten som medför reducerad överföringskapacitet i stamnätet planeras med hänsyn till elförsörjningen och så att påverkan på elmarknaden ska bli så liten som möjligt. Via den information om effektsituationen i Sverige som publiceras på www.svk.se håller Svenska kraftnät aktörerna uppdaterade om läget de närmast efter­följande dagarna.

20/36

3 Kraftbalansen den 29 december kl. 10-11 Vinterns högsta elförbrukning i Norden inföll måndagen den 29 december kl. 10 - 11. Denna timme uppgick medelförbrukningen i Sverige till 23 390 MWh/h (tabell 4)6. Jämfört med vintern 2013/2014 var förbrukningen ca 1 400 MWh/h lägre.

Produktion inom landet 22 766

Varav vattenkraft 11221

Varav vindkraft 1 296

Varav kärnkraft 7 966

Varav övrig värmekraft 2 283

Nettoimport 3 262

Varav import från Norge (NO) 2 944

Via Hasle, Halden och Eidskog (NOi)

Via Nea (NO3) 299

Via Rössåga, Ofoten och Tornehamn (NO4)

1 804

841

Varav import från Danmark (DK) 318 Via Konti-Skan (DKi) 318

Nettoexport -2 638

Varav export till Danmark (DK) -25 -25

-1 014

-1 098

Via Öresundsförbindelsen (DK2)

Varav export till Finland (Fl) -2112

Via Fenno-Skan (Fl)

Via Finland Norr (Fl)

Varav export till Polen (PL) -501

Via SwePol Link (PL) ~5C1

Summa = Förbrukning inkl. nätförluster 23 390

Tabell 4. Sveriges effektbalans (MWh/h) fredagen den 29 december 2014 kl. 10 -11. Källa: Svenska kraftnäts avräkning, Nord Pool Spot.

6 Effektbalansen utgår från den skattade högsta timförbrukningen för vintern. Genom att addera uppmätt export och subtra­hera import fås den inhemska produktionen. Därefter subtraheras från denna siffra uppmätt vatten-, kärnkraft och vindkrafts­produktion. Resten antas vara övrig värmekraft. Övrig värmekraft överskattas något i och med denna metod, samtidigt som vindkraftproduktionen underskattas. På kärnkraften och vattenkraften är mäningen mer korrekt.

21/36

Spotpriserna under denna timme var förhållandevis låga (tabell 5). Sverige netto-importerade ca 620 MWh/h el.

Elområde Pris EUR/MWh

SEi, SE2, SE3, SE4, 41, 42

NOl, N02, NO5

DKi, DK2

NO3, NO4 37,39

Fl 67,81

Tabell 5. Översikt av spotpriserna i det nordiska systemet 29 december 2014 kl. 10-11. Källa: Nord Pool Spot.

Bortsett från delar av Jämtlands län var temperaturerna denna dag något under det normala i hela landet (figur 13). I de nordligaste delarna samt i sydöstra Sverige var temperaturerna mellan 7-10 grader lägre än normalt.

Figur 13. Daglig temperaturavvikelse från normala, baserat på statistik från 1961 till 1990, för den 29 december 2014. Källa: SMHI.

22/36

Tabell 6 visar en jämförelse mellan de lägst uppmätta temperaturerna i de fyra elorn-rådenas största städer jämfört med vad SMHI klassar som lägsta temperatur vid en normalvinter respektive en tioårsvinter?. I Luleå, Sundsvall och Malmö var temperatu­ren i nivå med vad som klassas som normalvinter. I Stockholm var temperaturen något högre.

Aktuell temp. Normalvinter Tioårsvinter

Luleå -26,2 -27 -32

Sundsvall -18,6 -20 -26

Stockholm -10,5 -16 -21

Malmö -n,7 -11 -15

Tabell 6. Lägst uppmätt temperatur (timmedelvärde i °C) den 29 december 2014 jämfört med SMHI:s temperatursta­tistik för normalvinter och tioårsvinter. Källa: SMHI.

3.1 Marginaler och tillgängliga överföringskapaciteter Vad gäller marginaler skiljer man mellan de som finns i marknaden för att hantera en prognostiserad ökad last och de som finns i regi crkraft m a rk n ad en för att hantera oba­lanser.

Ett underskott i marknaden i ett eller flera elområden kan eventuellt täckas med im­port. Räcker inte det uppstår en avkortningssituation. För att undvika avkortning akti­veras produktionsdelen av den svenska effektreserven på Nord Pool Spot. Detta sked­de ett par gånger under vintern 2009/2010 men har inte skett sedan dess.

Svenska kraftnät har heller aldrig behövt koppla bort last i drifttimmen, vilket visar att landet de senaste vintrarna haft tillräcklig produktion, förbrukningsreduktion och import för att täcka såväl det prognostiserade som det faktiska svenska effektbehovet.

Det går dock inte att säga hur stor marginalen har varit på spotmarknaden. Att Sverige varit nettoimportör av el under de timmar när lasten varit som högst behöver inte betyda att det inte fanns mer kapacitet i Sverige. Det kan också bero på att importerad el hade lägre pris än den inhemska produktionen.

7 Tioårsvinter definieras som en vädermässigt kall tredagarsperiod i Sydsverige som i genomsnitt inträffar vart tionde år. I norra Sverige antas dock temperaturen vara mer normal. Med normalvinter avses en vädermässigt kall tredagarsperiod som i genomsnitt inträffar vart annat år.

23/36

För att uppskatta hur stor marginalen var under timmen med den högsta förbrukning­en, och om en ännu högre elförbrukning hade kunnat tillgodoses, undersöks dels möj­ligheten till ökad import, dels återstående produktions- och förbrukningsreduktions-resurser i Sverige. Detta görs genom sammanställning av tillgängliga uppreglerings-resurser i resp. nordiskt lands reglerkraftmarknad som inte avropats.

De balansansvariga som har produktions- eller förbrukningsreduktionsresurser som inte avropas på Elspot eller Elbas kan ställa dessa till förfogande för reglerkraftmark-naden. Detta är dock inte obligatoriskt, varför det kan ha funnits ytterligare produk­tion och förbrukningsreduktion på spotmarknaden. På samma sätt kan aktörerna eventuellt ha ytterligare bud att lämna in till reglerkraftmarknaden om Svenska kraft­nät efterfrågar det. Information om hur stora volymer detta kan ha rört sig om går dock inte att säga i efterhand.

Tabell 7 visar hur mycket importkapacitet som de nordiska systemoperatörerna rap­porterade till elbörsen för timmen kl. 10 - 11 den 29 december och hur mycket av denna kapacitet som utnyttjades resp. fanns tillgänglig.

Totalt sett fanns det denna timme 4 359 MW outnyttjad importkapacitet. Viktigt att notera är att med importkapacitet avses här fysisk överföringskapacitet på gräns­förbindelserna mellan Sverige och angränsade länder. Det säger ingenting om hur mycket el som hade kunnat importeras från dessa länder.

24/36

Fl - SEi, återstående importkapacitet 1170 Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

Fl - SE3, återstående importkapacitet 800

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import) NOl - SE3, återstående importkapacitet 316

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

NO3 - SE2, återstående importkapacitet 301

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

NO4 - SE2, återstående importkapacitet o (-81)

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import) NO4 - SEi, återstående importkapacitet 40

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

DKi - SE3, återstående importkapacitet 32

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

DK2 - SE4, återstående importkapacitet 1700

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

PL - SE4, återstående importkapacitet o

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

DE - SE4, återstående importkapacitet o

Uppmätt överföring

Överföringskapacitet (import)

(1 098 MW export)

1170

(1014 MW export)

800

1 804

2 120

299 600

231

150

610

650

318

350

(25 MW export)

1700

(501 MW export)

O

O o

Summa 4 359

Tabell 7. Återstående importkapacitet (MW) in till Sverige på förbindelserna mellan Sverige och grannländerna den 29 december 2014 kl. 10-11. Källa: Nord Pool Spot.

25/36

Tabell 8 visar återstående överföringskapacitet i de svenska snitten. I snitt 2 fanns 476 MW återstående kapacitet för överföring söderut. I snitt 1 och 4 var marginalerna goda.

Snitt 1 - återstående överföringskapacitet 997

Uppmätt överföring 2 003

Överföringskapacitet (södergående riktning) 3 000

Snitt 2 - återstående överföringskapacitet 476

Uppmätt överföring 6 024

Överföringskapacitet (södergående riktning) 6 500

Snitt 4 - återstående överföringskapacitet 1105

Uppmätt överföring 3695

Överföringskapacitet (södergående riktning) 4 800

Tabell 8. Återstående överföringskapacitet (MW) mellan de svenska elområdena den 29 december kl. 10-11. Källa: Nord Pool Spot.

Ett sätt att bedöma produktionsmarginalens storlek är att titta på hur stora volymer icke avropad kraft som fanns kvar på reglerlcraftmarknaden.

I Sverige fanns 3 120 MW. Här är effektreservens produktionsdel på 874 MW inklude­rad. Effektreservbuden har en aktiveringstid på 16 timmar och behöver därför hante­ras i planeringsskedet. Av den totala volymen var 355 MW kommersiella bud och 2 765 MW reservbud. Det var inga begränsningar mellan de svenska elområdena under denna timme.

I Norge fanns 942 MW ej avropade uppregleringsbud. Av denna volym var 655 MW belägna i NOl, NO2 och NO5. Dessa tre områden bildade ett eget samreglerat prisom­råde p.g.a. flaskhalsar och buden kunde därför inte aktiveras. Återstående bud om 287 MW i NO3 och NO4 skulle troligtvis kunna aktiverats vid ytterligare reglerbehov.

I Danmark fanns 1161 MW ej avropade uppregleringsbud, varav 716 MW var reserv­bud. Av marknadsbuden fanns 394 MW i DKi och 767 MW i DK2. På Konti-Skan fanns endast 32 MW återstående kapacitet, och p.g.a. flaskhals kunde därför inte reglerresurserna i DKi avropas. Öresundsförbindelsen utnyttjades för export till DK2, varför hela dess kapacitet var tillgänglig för att stötta den svenska effektbalansen.

I Finland fanns 1 518 MW ej avropade uppregleringsbud, varav 218 MW var kommer­siella bud och 1300 MW var reservbud. Rent tekniskt hade hela volymen kunnat avro­

26/36

pas för att hjälpa den svenska effektbalansen, eftersom det fanns goda importmöjlig­heter på de finska förbindelserna till Sverige.

Sverige exporterade under denna timme till via SwePol Link till Polen. Det var ingen överföring på Baltic Cable till Tyskland. Svenska kraftnät kan vid behov ringa till Polen resp. Tyskland och be att få köpa in el via förbindelserna. Eftersom överförings­kapaciteten för import på båda dessa kablar hade en gräns på O MW denna timme fanns ingen möjlighet för att stötta den svenska effektbalansen.

Sammantaget fanns 3 120 MW att uppreglera i Sverige och ytterligare 2 572 MW sammanlagt i grannländerna. Marginalen bedöms därmed ha varit mycket god.

27/36

28/36

4 Den kommande vintern 2015/2016

4.1 Redovisningsmetod för effektbalansprognosen Syftet med analysen är att bedöma Sveriges kraftbalans kommande vinter under tim­men med den högsta totala elförbrukningen i landet, den s.k. effektbalansen. De redo­visade värdena utgör underlag för bedömning av förmågan att klara elförsörjningen även vid sträng kyla. Svenska kraftnät redovisar två scenarier för effektbalansen. Det första scenariot bygger på temperaturerna under en normal vinter och det andra under en s.k. tioårsvinter.

De värden som redovisas i rapporten består av summering av dels tillförsel, dels efter­frågan. Tillförseln är uppdelad som produktion inom landet, per elområde och pro­duktionsslag, upphandlad effektreserv i form av förbrukningsreduktion samt import. Efterfrågan är summan av prognostiserad maximal förbrukning.

Den kommande vinterns totala förbrukning prognostiseras för timmen när förbruk­ningen är som högst. Prognosen baseras på analyser av förbrukningsstatistik från tidi­gare vintrar och förbrukningens temperaturberoende samt beräkningar med hjälp­medel för prognostisering av elförbrukningen.

Den del av effektreserven som är produktionskapacitet ingår i redovisningen av effekt­balansen under kondenskraft. De gasturbiner som ingår i störningsreserven ingår inte i balansen, eftersom de är reserverade för att säkerställa driftsäkerheten vid plötsliga störningar.

Slutligen ingår i redovisningen beräkningar och analyser av ev. begränsningar av över­föringskapaciteten i stamnätets interna snitt och på utlandsförbindelserna.

4.2 Prognos för den maximala elförbrukningen Prognosen för maximal elförbrukning avser effektens medelvärde (MWh/h) för tim­men med den högsta elförbrukningen inkl. effektförluster i nätet. Prognosen baseras på dels bedömd total elförbrukning för år 2015, dels fördelning och temperaturkäns­lighet för elförbrukningen per elområde.

Högsta förbrukning förväntas bli ca 25 600 MWh/h vid en normalvinter och 27100 MWh/h vid en tioårsvinter. Detta är samma nivå som antogs i föregående kraftbalans-rapport, vilket kan förklaras av att den temperaturkorrigerade elanvändningen i landet under de två senaste åren i stort sett varit oförändrad.

Svenska kraftnäts prognos för maximal elförbrukning under vintern 2015/2016 fram­går av tabell 9.

29/36

Elområde Normalvinter Tioårsvinter

SEi -i 600 -1700

SE2 -3 000 -3100

SE3 -16 300 -17 300

SE4 -4 700 -5 000

Summa: -25 600 -27100

Tabell 9. Prognos för maximal elförbrukning (MWh/h) vintern 2015/2016.

4.3 Förväntad produktionskapacitet Tabell 10 visar prognosen för installerad effekt per produktionsslag och elområde vid årsskiftet 2015/2016. Jämfört med föregående kraftbalansrapport ökar den totalt in­stallerade effekten från 39 195 MW till 40 375 MW. Förändringarna är främst hänför­liga till fortsatt utbyggnad av vind- och solkraft samt effekthöjningar inom kärnkraf­ten. Mängden solkraft är en uppskattning gjord av Svenska kraftnät med ledning av de senaste årens utbyggnadstakt.

Kraftslag SEl SE2 SE3 SE4 SE

Vattenkraft 5176 8 040 2591 348 16 155

Kärnkraft 0 0 9706 0 9 706

Vindkraft 528 2056 1942 1512 6038

Gasturbiner

+ övrigt

1 1 1057 542 1 601

Kondens 0 0 763 996 1759

Kraftvärme,

industri

122 316 602 335 1375

Kraftvärme,

fjärrvärme

160 270 2 300 908 3638

Solkraft 0 0 34 69 103

Summa 5 987 10 683 18 995 4710 40 375

Tabell 10. Prognos för installerad effekt (MW) per produktionsslag och elområde vid årsskiftet 2015/2016. Anlägg­ningar som bedöms vara i malpåse är exkluderade. Källa: Nord Pool Spot, Svensk Vindenergi, Svensk Energi, Svenska kraftnät.

30/36

Tabell 11 innehåller en sammanställning av förväntad tillgänglig produktion vid en förbrukningstopp under kommande vinter. Siffrorna har tagits fram utifrån prognosti­serad installerad effekt, otillgänglig effekt samt nedan redovisad tillgänglighetsfaktor för respektive produktionsslag.

Kraftslag SEl SE2 SE3 SE4 SE

Vattenkraft 4 390 6818 2197 295 13700

Kärnkraft 0 0 8 161 0 8 161

Vindkraft 58 226 214 166 664

Gasturbiner

+ övrigt

1 1 215 11 228

Kondens 0 0 687 896 1583

Kraftvärme,

industri 93 242 461 256 1052

Kraftvärme,

fjärrvärme

122 207 1760 695 2783

Solkraft 0 0 0 0 0

Summa 4665 7 493 13694 2 320 28 171

Tabell 11. Prognos för tillgänglig effekt (MW) per produktionsslag och elområde vid topplasttimmen vintern 2015/2016. Gasturbiner ingående i störningsreserven är exkluderade.

4.3.1 Vattenkraft I Sverige finns ca 16 200 MW vattenkraft installerad men rent fysiskt går det inte att producera så mycket vattenkraftel samtidigt. Det beror bl.a. på fallhöjdsförluster p.g.a. avsänkta magasinsnivåer, tappningsrestriktioner i samband med isläggning, avställ-ningar, vattendomar m.m. Tidigare studier har visat att maximal vattenkraftprodukt­ion är ca 13 700 MW och denna bedömning görs även för kommande vinter.

Det innebär således en tillgänglighetsfaktor om 84,8 %.

4.3.2 Kärnkraft Den totalt installerade mängden kärnkraft förväntas vid årsskiftet uppgå till 9 706 MW. Detta är 175 MW mer än vid förra årsskiftet, vilket beror på en effekthöjning av Ringhals 4. Den 24 juni meddelades att OKG inte avser återuppta driften av Oskars­hamn 2 i slutet av december, utan att inriktningsbeslut tagits om en permanent av-ställning av reaktorn.

31/36

Med Oskarshamn 2 tagen ur drift och antagandet att övriga reaktorer har 90 % effekt­tillgänglighet kommer 8 161 MW kärnkraft att vara tillgänglig när förbrukningen är som störst.

Det innebär en sammantagen tillgänglighetsfaktor för kärnkraften om 84,1 %.

4-3-3 Vindkraft Vindkraftsutbyggnaden förväntas fortsätta och ca 600 MW ny vindkraft är planerad att tas i drift under 2015.

Historiskt har Svenska kraftnät antagit att sex procent av den installerade effekten finns tillgänglig under 90 procent av tiden. Det tillgänglighetstalet är grundat i en utredning som en gång gjordes av plankommittén inom det dåvarande NORDEL-samarbetet. Inför kraftbalansrapporten 2013 gjorde Svenska kraftnät en ny värdering genom att studera vindkraftsproduktionens varaktighetskurvor under 2011 och 2012. Den energi som producerades under 90 procent av årets timmar motsvarade då sju procent av den installerade effekten, varför verket valde att inte frångå det gamla anta­gandet om sex procents tillgänglighet.

Hittills har tillgänglighetstalet dock beräknats efter vindkraftens produktion under hela året. Mer rättvisande i detta sammanhang borde i stället vara att endast se till de fyra vintermånader, som kraftbalansrapporterna avser. Eftersom det blåser mer på vintern än på sommarhalvåret föranleder det en uppskrivning av tillgänglighetstalet. Fr.o.m. denna kraftbalansrapport använder Svenska kraftnät därför medianvärdet för vindkraftens producerade effekt under 90 procent av tiden de fem senaste vinter­säsongerna (16/11 -15/3).

Det innebär en tillgänglighetsfaktor för vindkraften om 11 %. Därmed beräknas 664 MW vindkraft vara tillgänglig under timmen med högst förbrukning kommande vin­ter.

4.3.4 Kraftvärme Vid bedömning av tillgänglig produktionskapacitet i kraftvärmeanläggningar inom industri och fjärrvärme förutsätts att de drivs med det bränsle som normalt används. Det innebär en reduktion med 15 % av maximal effekt, eftersom detta bränsle inte är vad anläggningarna är tekniskt optimerade för. På så sätt sänks verkningsgraden.

Tillgängligheten för denna typ av produktionsslag bedöms av Svenska kraftnät vara 90 %. Prognosen för den tillgängliga effekten i dessa kategorier blir då ca 3 835 MW.

4.3.5 Kondenskraft Tillgänglig produktionskapacitet i kondenskraft beräknas också den till 90 %, vilket ger 1583 MW.

32/36

4-3-6 Gasturbinder Av den sammalagda installerade gasturbineffekten på l 595 MW är 1 348 MW reserve­rade för störningsreserven. Återstående 253 MW (gasturbiner + övrigt) antas ha en tillgänglighet på 90 %, vilket ger en prognos på tillgänglig effekt om 228 MW.

4.3.7 Solkraft Eftersom timmen med högst förbrukning oftast infaller när det är mörkt ute, antas ingen solkraft produceras under denna timme.

4.4 Prognos för importbehovet För att bedöma behovet av import till resp. elområde ställs prognostiserad förbrukning mot föi-väntad tillgänglig effekt (tabell 12). Detta visar behovet av överföring till SE3 och SE4 för att tillgodose den förväntade elförbrukningen i respektive elområde.

Sverige som helhet förväntas vara självförsörjande på el under vintern 2015/2016, även under de timmar när efterfrågan är som störst. Det förväntade överskottet beräk­nas till ca 2 570 MWh/h vid en normalvinter och ca 1 070 MWh/h vid en tioårsvinter.

Denna marginal är ca 630 MWh/h bättre än prognosen inför vintern 2014/2015. Detta beror på att mer produktionskapacitet från vindkraft, kärnkraft, gasturbiner och kon­denskraft förväntas vara tillgänglig jämfört med föregående år.

Om förbrukningsreduktionen i effektreserven räknas in i kraftbalansprognosen för­bättras den prognostiserade marginalen ytterligare. Förbrukningsreduktionens volym fastställs under hösten 2015.

Elförbrukning Balans/behov av nettoimport

Tillgänglig

produktion Normalvinter Tioårs vinter Normalvinter Tioårsvinter

SEL 4 665 -1 600 -1 700 3065 2965

SE2 7 493 -3 000 -3 100 4 493 4 393

SE3 13 694 -16300 -17300 -2 606 -3 606

SE4 2 320 -4 700 -5 000 -2 380 -2 680

Summa 28 171 -25 600 -27 100 2 571 1 071

Tabell 12. Förväntat behov av nettoimport (MWh/h) per elområde vid normal- respektive tioårsvinter.

Kärnkraftens tillgänglighet är den enskilt känsligaste faktorn i analysen. En minskning av tillgängligheten med tio procentenheter motsvarar ca 900 MW i produktionsbort­fall.

33/36

En annan viktig faktor i analysen är överföringskapaciteten i det svenska stamnätet och framför allt i snitt 2, som ofta blir fullt utnyttjat vintertid när kraftflytet från norr till söder är som störst. Kapaciteten i snitt 2 är som mest 7 300 MW söderut men minskar om nätet inte är intalet p.g.a. fel eller underhållsarbeten. Kapaciteten påverkas också negativt om ett eller flera kärnkraftblock är ur drift, vilket försämrar förhållan­dena för reaktiv effekt.

Enligt tabell 12 behöver kapaciteten i snitt 2 vara minst 4 990 MW vid en normalvinter och 6 290 MW vid en tioårsvinter för att inte importbehov ska uppstå. I timmen med högst förbrukning 2014/2015 var detta snitts överföringskapacitet 6 500 MW.

Det kan noteras att produktionsdelen av effektreserven är inkluderad i tillgänglig svensk produktion. Den aktiveras bara på elbörsen om det finns risk för avkortning. I första hand kommer marknaden att hantera ett underskott av effekt i ett område ge­nom import från ett överskottsområde. Det är därför Sverige ofta nettoimporterar när elförbrukningen är stor, trots att det finns inhemsk kraftproduktion och förbruknings­reduktioner som skulle kunna täcka behovet.

4.5 Överföringskapacitet Den maximala överföringskapaciteten under vintern för import till Sverige bedöms vara 10 485 MW. Tabell 13 redovisas bedömd maximal importkapacitet till vart och ett av de svenska elområdena samt till Sverige som helhet under vintern 2015/2016.

Varken snitt 1 eller snitt 4 bedöms bli fullt utnyttjade under vinterns topplasttimmar, förutsatt att nätet är intakt. Däremot händer det att snitt 2 belastas upp till maximal överföringskapacitet vid nettoimport norr om snitt 2 och vid stor export från södra Sverige.

34/36

Från\Till SEi SE2 SE3 SE4 Sverige

SEi 3 300

SE2 3300 7300

SE3 7300 5900 a)

SE4 2 600 a)

Fl 1100 1350 2 450

NO4 700 250 950

NO3 600 600

NOi 2145 2145

DKi 740 740

DK2 1700 1700

DE 600 600

PL 600 600

LT 700 b) 700 b)

Summa 5100 11450 14135 9 500 10 485

Tabell 13. Förväntad maximal handelskapacitet för import till Sverige från angränsande elområden vintern 2014/2015 (MW). Källa: Nord Pool Spot.

a) Under förutsättning att första delen av likströmsförbindelsen SydVästlänken (600 MW) tagits i drift som planerat i oktober 2015. Förbindelsen är planerad att vara helt klar under 2016 och kommer då att ha en överföringsförmåga på 2 x 600 MW.

b) Likströmsförbindelsen NordBalt är planerad att tas i drift i december 2015.

Möjlig import begränsas i första hand av kraftbalansen i grannländerna dvs. om det finns något produktionsöverskott i angränsade områden och inte av begränsad överfö­ringskapacitet. Vissa tider är dock importförmågan begränsad av nätskäl.

Vid normala vintertemperaturer kan import från Norge, Danmark och ev. Finland förväntas vara möjlig. Under topplasttimmar är det dock endast Norge som kan för­väntas ha ett litet överskott. Polen kan troligen inte exportera el till Sverige under vin­

terns kallaste dagar. Från Tyskland kan kraft möjligen importeras om det blåser bra i Nordtyskland. Vid sådana tillfällen blåser det dock troligen bra även i södra Sverige.

4.6 Effektreserven 2015/2016 För vintern 2015/2016 uppgår effektreserven till 1 000 MW. Minst 25 % av detta ska vara förbrukningsreduktion och resten utgöras av produktionsreserver. Produktions­delen upphandlades våren 2015, medan förbrukningsreduktionen kommer att upp­handlas separat under hösten. Eftersom upphandlingen inte är slutförd redovisas inte effektreserven för 2015/2016 i denna rapport.

35/36

Bilaga i - Effektreserven 2014/2015

Anläggning Elområde [MW]

Produktion

Mälarenergi SE3 200

Stenungsund B3 SE3 260

Stenungsund B4 SE3 260

Karlshamn 2 SE4 154 Summa produktion 874

Förbrukningsreduktion

Sandvik Materials Technology SE3 22

AV Reserveffekt 1 SE4 9

AV Reserveffekt 2 SE3 24

AV Reserveffekt 3 SE4 12

AV Reserveffekt 4 SE3 7

AV Reserveffekt 5 SE3 25

Göteborg Energi DinEl SE3 25

Vattenfall 1 SE3 50

Vattenfall 2 SE3 30

Ineos SE3 30

Rottneros SE3 27

Stora Enso SE3.SE4 230

Holmens Bruk SE3 100

Modity Energy Trading SE3 17

Befesa Scandust SE4 18

Summa förbrukningsreduktion 626

Summa total 1500